宁德时代在主业上保持高度专注，但在投资领域同样动作频频。 “一个人可以跑得很快，一群人可以走得更远”，这句话既适用于个人，也适用于企业发展。对于全球电池行业排名第一的企业而言，宁德时代的投资版图，亦是支撑其行业地位不可或缺的组成部分。 我们尝试从这一版图中，窥见其自身以及新能源电池产业未来走向。 01 从报表看其对外投资 从宁德的报表来看，交易性金融资产主要是银行理财产品及结构性存款。对外投资主要体现在其他权益工具投资及长期股权投资科目。 截至2025年三季度末，上述两项合计金额为768.73亿元，占总资产的比例为8.58%。从2016年的1.7亿元增长至最新的768.73亿元，投资收益对利润的影响也逐步扩大。2025年前三季度，公司实现投资收益52.37亿元，约占利润总额的8.63%。 图： 其他权益工具+长期股权投资，单位：亿元 图：投资收益对公司利润影响越来越大 我们亦试图从其投资明细中窥探公司的战略布局： 从2024年报披露的金融资产投资明细来看，其对上市公司的投资成本合计346.20亿元，占权益投资总额的45%。2024年当年实现的投资收益为30.47亿元，占总投资收益的76.4%。换言之，45%的投资头寸，贡献了76.4%的投资收益。 02 投资成效如何？ 宁德时代的大手笔投资有哪些？投资收益表现如何？我们重点分析其证券投资中金额居前的几个项目。 一. 267.47亿元入股洛阳钼业，3年半时间浮盈超3倍。 洛阳钼业主营铜、钴、钼、金等矿产资源开采。 2022年6月，宁德时代通过子公司间接入股，持有洛阳钼业532,978.04万股，持股比例在24.68%至24.91%之间（随公司总股本略有变动）。 同年7月，洛阳钼业将其持有的刚果（金）KFM铜钴矿项目25%股权转让给宁德时代旗下时代新能源公司，从而锁定了优质的铜钴矿资源。 对洛阳钼业的初始投资成本为267.47亿元，入股成本折合每股5.02元。截至2026年2月，洛阳钼业股价约为22元，账面浮盈约905亿元，累计收益率约为338%。 该笔投资计入“长期股权投资”科目，按权益法计量，利润表仅按持股比例及洛阳钼业净利润确认当期投资收益。 考虑到投资期间洛阳钼业实现了业绩与估值双升，报表确认的投资收益实际上大幅低估了该笔投资的实际回报。 二.25亿元入股先导智能，25年上半年大量减持，未斩获财务收益，但取得了产业链协同 先导智能主营锂电池智能装备，后逐步延伸至光伏、3C、智能物流、汽车、氢能等领域的高端非标智能装备。 2021年7月，宁德时代通过定向增发认购先导智能股份，成为其重要战略投资者，初始持股比例为7.15%，位列第三大股东。认购成本为25亿元，定增价格为22.35元/股，对应股份数11,185.68万股。 2024年7月解禁后，宁德时代通过集中竞价、大宗交易等方式逐步减持。2025年半年报显示，其持股比例已降至0.69%；2025年三季度末，已退出前十大股东行列，持股比例低于0.48%。 从股价走势看，先导智能股价自2024年下半年起随业绩预期好转逐步回升，2025年盈利高增推动股价进一步走高。截至2026年2月24日，股价为54.43元。 根据十大股东持股明细，宁德时代主要在2025年上半年减持，当时股价波动区间大致在16元至26元，远低于当前水平。因此，该笔投资并未带来显著的财务收益，甚至可能略有亏损。 图：宁德时代在25年一季度及二季度大量减持先导智能 低位减持，让宁德时代有些尴尬。所以即使是深度合伙伙伴，也未能精准判断后续走势。 虽减持，但双方的战略合作并没有变。宁德时代在该笔投资中并未获得较大的投资收益，但更多的是产业链协同，核心目的在于“买断”先导智能的生产线，确保其在扩张产能过程中拥有稳定、可靠的设备供应。 此后，双方合作范围亦拓展至模组Pack、固态电池、钙钛矿等新兴领域。 三.15亿元入股MDKA，切入印尼金属资源，实现财务收益与资源战略双赢 MDKA是一家印尼的多元化采矿公司，业务涵盖铜、镍、黄金等金属资源的勘探、开采与加工。 宁德通过其子公司于2022年4月在印尼证券交易所认购MDKA 1.2亿股，认购价IDR2830印尼盾/股,折合人民币15亿元。截至2026年2月24日，股价约3590印尼盾/股，累计涨幅26.86%，其中2026年以来股价上涨57.46%。 持有近4年，年化收益率尚可。 当然这笔投资的核心还是在于切入印尼的金属资源渠道，尤其是在当下，碎片化的国际格局下，资源民族化浪潮兴起，资源安全已经是国家的战略安全重要方向之一，这笔投资的战略意义远超财务收益，不失为双赢。 四. 15亿元入股极氪（ZK），高位投资浮亏近半，核心在于锁定下游客户 极氪为吉利控股旗下高端智能纯电品牌，2021年成立，主打性能+豪华+智能，是吉利电动化转型核心载体。 2023年2月极氪完成7.5亿美元A轮融资，投后估值130亿美元，宁德时代等战略入股，成本折合人民币约15亿元。 2024年5月公司在纽交所上市，受电动车内卷化竞争等影响，股价走势不理想。2025年7月吉利宣布私有化极氪，总代价约24亿美元，对应估值70亿美元（较 A 轮腰斩），宁德时代等股东继续持有。 从财务视角来看，短期账面浮亏显著。但从公司业务来看，其锁定了高端整车客户，进一步巩固了产业链主导权。 五.11.14亿元投资力勤资源体系股权，其中7亿元入股力勤资源，3年收益72%，实现了财务收益与资源战略的双赢 力勤资源（2489.HK）是全球领先的镍全产业链服务商，核心业务围绕镍产品贸易与镍产品生产构成双引擎，覆盖从镍矿采购、贸易到冶炼生产的全链条。 宁德时代与力勤资源的合作始于2020年，双方合资成立宁波普勤时代（CBL），总投资约59亿美元，布局印尼镍矿+湿法冶炼+电池材料全产业链。 宁德对力勤系的投资包括力勤资源及力泰锂能的股权，初始成本合计折合人民币11.03亿元。 2021年11月，受让+增资对力泰锂能合计投入4.13亿元。力泰锂能暂未上市，按力勤资源产业链估值及分红情况，该部分股权已实现账面增值，并通过分红获得稳定现金流。 2022年12月力勤港股IPO，宁德时代为基石投资者，发行价15.6港元/股，初始成本约人民币7亿元。截至2026年2月24日股价26.88港元，浮盈5.06亿元，累计收益72%（尚未考虑分红）。 宁德以股权+项目投资，实现与力勤资源深度捆绑，实现了财务收益与资源战略的双赢。其通过合资锁定印尼镍金属年产能14.2万吨（火法8万吨+湿法6.5万吨），优先获得低成本硫酸镍、镍钴中间品，规避镍价波动风险，降低电池材料采购成本。 03 其他股权投资有哪些？ 宁德时代对上市公司的投资还涉及湖南裕能、富临精工、天华新能、永福股份、赢合科技、赛力斯等，多数项目获得稳定回报。 其中对湖南裕能的投资尤为典型。湖南裕能主营锂离子电池正极材料的研发、生产与销售，以磷酸铁锂为核心，配套少量三元材料。宁德时代与湖南裕能之间形成了“股权绑定+长期供货+技术协同+产能共建”的深度战略伙伴关系。 2020年12月，宁德时代参与湖南裕能Pre-IPO轮战略增资，价格为3.34元/股，总投资约2亿元，纳入“其他权益工具投资”核算，后续按公允价值计量，股价波动计入其他综合收益。 截至2026年2月24日收盘，湖南裕能股价为67.76元，浮盈约38.55亿元，总回报率达19.28倍，年化收益约78.5%。 图：产业链的部分投资案例 2025年末以来，公司开始投资水电站，先后入股丹巴水电站（首单）、昌都水电（第二单），单笔投资规模在5亿元左右。此类投资以“股权+储能+绿电+碳资产”四维绑定模式展开，核心是为电池制造锁定低成本绿电、构建零碳供应链、拓展储能场景并获取长期现金流。 此外，宁德时代还通过产业基金等形式深度参与VC/PE投资，以CVC（产业资本）+LP（出资）+自有VC平台三重模式布局，既投资产业链早期项目，也作为市场化基金的LP，是新能源领域最为活跃的产业投资方之一。 04 投资版图总结 总体来看，宁德时代的投资布局侧重于资源卡位与产业协同，已基本覆盖上中下游全产业链。 1.上游：聚焦关键矿产资源，洛阳钼业和力勤资源是其中的代表性项目。自2021年起陆续布局，除持有上市公司股权外，公司还参与矿产资源的收购与参股，例如持有非洲Manono锂矿（刚果（金））24%股权，该矿锂资源量约4亿吨LCE；同时参与南美盐湖项目（智利、阿根廷）等。 2.中游：围绕动力电池及储能产业链，投资正极材料、负极材料、锂电设备等制造商，通过资本纽带实现产业协同与联合研发，构建良性产业生态。 3.下游：布局车企、电站等应用端。在新能源渗透率增速趋于平稳的背景下，其对储能环节的重视程度持续提升。 从投资收益看，多数项目实现了财务回报与战略协同的双重目标，个别项目虽在财务层面出现深度浮亏，但仍达成了战略协同目的。 我们发现，大型企业普遍深度参与VC/PE等投资活动，微软、腾讯、阿里如此，宁德时代亦然。其核心逻辑可归纳为以下几点： 一是构建开放生态，保持对产业前沿的触觉与敏感度，布局未来5至10年的潜在赛道，力求始终站在行业一线； 二是资源卡位与战略协同，通过投资确保优先供货权、定价权与供应安全，甚至在部分领域实现联合研发； 三是追求财务回报，通过投资收益反哺主业，形成投资与实业之间的良性循环。 通览宁德时代的投资版图，贯穿资源、制造与应用三个维度。每一笔投资的实质，是对产业未来走向的判断与押注。这张版图展开的过程，固然有盈有亏，或亦是中国新能源产业曲折向上演进方向的体现。

虚拟电厂，首次被纳入国家级政策框架 2026年开年，一份重磅文件悄然落地。 国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号文）。这是2026年首个电力市场顶层设计文件。 虚拟电厂，首次被纳入国家级政策框架。 两会期间，这份文件被反复提及。虚拟电厂，拿下了电力市场改革的"核心席位"。 但这只是冰山一角。 这份文件说了什么？意味着什么？电力人该怎么抓住这波机会？ 今天，我用5000字的深度解读，帮你彻底搞懂。 一、顶层文件出台：2026年虚拟电厂迎来"政策大年" 虚拟电厂这件事，已经喊了很多年。 但过去三年，它一直停留在"试点"阶段。各地都在搞，但规模小、不成气候，商业模式也不清晰。有人说它是"概念"，有人说它是"画饼"。 今年，格局变了。 2026年2月，国务院办公厅印发《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（国办发〔2026〕4号文）。这是2026年首个电力市场顶层设计文件，意义重大。 文件明确提出，要"完善煤电、抽水蓄能、新型储能等调节性资源的容量电价机制"，将独立储能从"补充性设施"升级为电力系统可靠性核心支撑。 虚拟电厂，作为"柔性大脑"，首次被纳入国家级政策框架。 与此同时，2025年4月国家发改委、国家能源局联合印发的《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》（发改能源〔2025〕357号）也在持续推进中。 两大文件，形成合力。 1.1 文件的三个关键时间节点 第一个节点：2026年，也就是今年 文件要求各省级主管部门制定本地区虚拟电厂发展方案。这意味着，各省的实施细则将在今年陆续出台。 第二个节点：2027年 全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上。 这是什么概念？ 三峡水电站的总装机容量是2240万千瓦。2027年的目标，相当于少建一个三峡。 同时，到2027年，建设运行管理机制要"成熟规范"，参与电力市场的机制要"健全完善"。 第三个节点：2030年 全国虚拟电厂调节能力达到5000万千瓦以上。 这是2027年目标的2.5倍。 同时，"应用场景进一步拓展，各类商业模式创新发展"。 也就是说，到2030年，虚拟电厂不仅要规模大，还要能赚钱、可持续。 1.2 当前进展：1600万千瓦意味着什么？ 根据国办发〔2026〕4号文及相关数据，全国虚拟电厂可调节能力已突破1600万千瓦。 这是什么概念？ 相当于16座百万千瓦级火电厂的顶峰能力。 这意味着，虚拟电厂已经不再是"概念"，而是实实在在的电力系统调节力量。 各省进展： • 山东：全省虚拟电厂聚合资源超300万千瓦，单日顶峰电量超2000万千瓦时 • 上海：最大响应负荷达116.27万千瓦 • 深圳：全国首个虚拟电厂小镇投运，聚合调节能力50兆瓦 • 湖北：接入资源2023.7万千瓦（全国最大） 1.3 文件的核心定义：什么是虚拟电厂？ 发改能源〔2025〕357号首次给出了国家层面的官方定义： 虚拟电厂是基于电力系统架构，运用现代信息通信、系统集成控制等技术，聚合分布式电源、可调节负荷、储能等各类分散资源，作为新型经营主体协同参与电力系统优化和电力市场交易的电力运行组织模式。 这个定义里，有几个关键词： 第一，"新型经营主体" 这意味着虚拟电厂不再只是"用户侧的资源整合者"，而是和电厂、电网一样的独立市场主体。 第二，"分布式电源、可调节负荷、储能" 这三大类资源，是虚拟电厂的核心"原料"。 • 分布式电源：分布式光伏、小型风电、燃气分布式能源 • 可调节负荷：工厂生产线、商场空调、充电桩、家用热水器 • 储能：工商业储能、户用储能、电动汽车动力电池 二、钱从哪里来？五种商业模式一次说清 这是大家最关心的问题。虚拟电厂到底怎么赚钱？ 国办发〔2026〕4号文给出了更加清晰的路径。 模式一：电力现货市场交易 "低买高卖"，赚电价差价。 这是虚拟电厂最核心的盈利模式。 • 日前市场 ：提前一天预测电价，低价时段买入，高价时段卖出 • 实时市场 ：实时平衡供需，获取超额收益 • 分时电价套利 ：利用峰谷电价差实现稳定收益 典型案例：山西虚拟电厂 2024年累计获得市场红利385万元。 模式二：需求响应与辅助服务 这是目前国内虚拟电厂最成熟、最主要的收入来源。 需求响应：电网高峰时段减少用电，获得补贴 辅助服务：调峰、调频、备用服务 典型案例：湖北虚拟电厂 • 接入资源：2023.7万千瓦 • 降低电网峰值负荷：12% • 延缓输配电投资：约1.3亿元 模式三：容量市场与碳交易 这是长期收益保障，属于"睡后收入"。 根据国办发〔2026〕4号文，独立储能已纳入国家容量电价机制，形成"容量电价+电能量+辅助服务"三元收益模式。 容量补偿：浙江已出台容量补贴5元/千瓦 碳交易：武汉电-碳-金融服务中心年碳减排14万吨，预计年收益400万元 模式四：技术赋能与增值服务 这是"卖铲子"的钱。 • 智能调度系统服务 • 大数据分析服务 • 能源管理咨询 • 设备运维服务 典型案例：正泰新能源应用AI系统，响应速度提升60%，需求响应收益增长15%以上 模式五：软件销售与部署 这是"卖软件"的钱。 典型案例：深圳华工能源中标金额1360.86万元 三、政策亮点：三个信号值得注意 信号一：明确支持民营企业参与 文件明确提出："鼓励民营企业等各类社会资本参与虚拟电厂投资、建设和运营。" 门槛降低，机会打开。 信号二：单一资源不能"一女二嫁" "单一资源不能同时被两个及以上虚拟电厂聚合。" 资源稀缺性凸显，跑马圈地加速。 信号三：纳入电力安全管理体系 把虚拟电厂"纳入电力安全管理体系"，提升网络安全、数据安全水平。 四、国办发〔2026〕4号文带来的新机遇 4.1 三元收益模式成型 容量电价：100MW电站年容量收益约2000万元 电能量收益：年收益1500-2000万元 辅助服务收益：年收益超500万元 100MW电站年总收益可达4000-4500万元，回本周期缩短至5-6年。 4.2 行业认定：2026年成为关键元年 2026年正式成为独立储能市场化元年。 虚拟电厂与独立储能形成"源网荷储"协同。 4.3 规模爆发在即 截至2025年底，新型储能装机达1.36亿千瓦，独立储能占比58%。 2026年预计新增装机8000万千瓦，独立储能占比突破70%。 五、电力人的三条路径 路径一：用户侧资源接入 如果你在工商业用户侧有储能资源，现在是时候考虑接入虚拟电厂了。 政策明确+收益明确+门槛降低，正是好时机。 路径二：投身虚拟电厂运营 这个赛道刚刚起步，还没有头部玩家。对年轻人来说，是一个值得卡位的新方向。 薪资普遍高于传统电力岗位20%-50%。 路径三：技术岗位延伸 如果你是传统的变电站运维或调度岗位，也可以主动学习虚拟电厂的底层逻辑。 新型电力系统建设，主配微协同是趋势。提前了解，不是坏事。 六、一个提醒 虚拟电厂不是"一夜暴富"的机会。 它需要政策落地、市场培育、技术成熟。这个窗口期，可能持续3-5年。 但正是因为知道的人少，提前布局的人才能吃到红利。 2030年5000万千瓦的目标，意味着行业将进入快速发展期。现在入局，正是时候。

千亿光伏回收告别野蛮生长 2026年3月3日，工信部、生态环境部和国家能源局等六部门联合发布《关于促进光伏组件综合利用的指导意见》，为我国光伏组件回收利用进入规范化、规模化发展阶段注入了强心剂。 意见明确：到2027年，光伏组件绿色生产水平进一步提高，再生材料使用比例有效提升，制定一批光伏组件绿色设计和综合利用方面的技术标准，培育一批废旧光伏组件综合利用骨干企业，光伏组件综合利用量累计达到25万吨。 到2030年，光伏组件综合利用技术装备水平进一步提升，形成产业链上下游协同紧密、产能布局合理、能够应对大规模退役潮的废旧光伏组件综合利用能力。 我国是全球最大的光伏装机国，组件退役规模巨大，此前《2024年中国光伏回收和循环利用白皮书》预测：2030年国内光伏回收累计市场规模预计达260亿元，2050年将突破4200亿元。 可以预见，政策培育下光伏组件回收将成为的千亿级蓝海市场，那么有哪些企业早早深度布局其中？面对即将到来的退役潮，行业还需补齐哪些短板？ 最后一公里难题 据中国光伏行业协会预测，2025年，我国开始产生大批量退役光伏组件；2030年后，光伏组件废弃量将迎来高峰期，达到18GW左右，约140万吨的废弃量；到2040年，光伏组件累计废弃量将达到253GW，约2000万吨。 考虑到技术迭代速度飞快，二十年前的光伏组件和今天22%+转换效率的组件已不可同日而语，补贴退坡后，电站提前更换效率更高的组件意愿强烈，另外，我国早期的建设的光伏电站组件质量参差不齐，很可能未达到设计寿命就提前退役。 但协会曾披露全国具备环保资质的回收企业不足20家，年处理能力仅30万吨，缺口高达90万吨，未被规范回收的组件多流入非法渠道。 回收小作坊由于技术不达标，工艺粗暴，将组件拆卸后往往将剩余部分进行焚烧和填埋。直接掩埋会对土壤环境造成极大破坏，焚烧处理则会释放二氧化硫、氟化氢、氰化氢等有毒气体。 预计2040年中国退役光伏组件将累计产生约30万吨废弃铜和6万吨废弃银，若不进行回收处理，将造成巨大的资源浪费和环境破坏，光伏组件回收迫在眉睫。 造成上述僵局的原因一方面是我国缺乏统一的回收标准和技术规范，不同厂家、不同批次的组件在材料组成、工艺设计上存在差异，导致回收效率低下；另一方面是由于集中式光伏组件建于偏僻的西北地区或位于屋顶之上，组件回收难度大、物流成本高，东部分布式光伏因分散导致物流成本高35%。 缺乏全国性回收网络意味着规模不足，缺乏经济性。QYResearch研究显示，我国光伏回收行业要达到盈亏平衡点需年处理1万吨以上，但国内达标企业不足5家；小型企业处理成本1.2-1.5元/瓦，远超规模化企业的0.3-0.8元/瓦，正规企业产能利用率仅62%。 光伏回收并非仅局限于退役组件的末端废弃物处置，而是一项需贯穿光伏组件设计、生产、使用、退役全生命周期，兼顾资源循环利用与环境安全的系统性产业，标准体系、智能系统和数据库支持缺一不可。 国际上，PV CYCLE是少数实现盈利的光伏回收机构，该欧盟设立机构通过收取会员费，为企业提供废旧晶体硅光伏组件回收及循环利用服务，并联合物流企业组建回收网络。 在欧盟现行的WEEE体系下，每片组件都携带编码，方便追踪组件从生产到回收的全过程，从而使得组件回收企业可以进行有计划的统计和回收。 扶植龙头企业 在商业模式方面，行业呈现多元化发展趋势，龙头企业已经深耕多年，并向外输出技术和商业模式。 "生产者责任延伸"模式是光伏巨头们的主要选择，隆基绿能、晶科能源、天合光能等头部组件制造商通过构建闭环产业链，既降低原材料采购成本，又提升品牌绿色形象。 晶科能源是国内最早布局光伏回收技术开发的企业之一，早在2019年就已搭建组件回收示范线，2023年启动的中试线进一步聚焦银浆等贵金属提纯。 2025年5月晶科在美国推出的EAGLE®Preserve计划获批，为其在美销售的组件提供免费上门回收+合规处理，是美国首个州级官方认可的光伏组件生产者责任延伸（EPR）回收计划。、 隆基在云南曲靖建设的回收产线采用自主研发的干法破碎+定向提纯"技术，与上游硅料、电池片制造基地形成产业协同，回收产线年处理能力达8万吨，并在巴西、墨西哥帮助当地企业建立回收产线。 专业回收模式以首储万乾、中国资源循环集团等国家队为代表，凭借技术和规模化运营优势占据市场份额。 中国资源循环集团作为第98家央企，在北京、南京等城市布局光伏再生基地，覆盖京津冀、长三角、粤港澳大湾区等光伏产业密集区。2026年1月，集团首个新能源循环产业基地落户甘肃酒泉。 中国东方资产旗下首储万乾通已规划年处理产能达141万吨，是目前光伏回收行业规划产能最大的企业。 在产线建设方面，公司在新疆乌苏项目总投资130亿元，计划新建100条标准化晶硅光伏组件回收循环利用生产线，年处理量达100万吨；宁夏吴忠项目投资53.47亿元，建设41条标准化组件回收产线，其中第一阶段13条，第二阶段28条，年处理41万吨废旧晶硅光伏组件。 2026年2月，光伏组件报废领域首部统一国标：《光伏组件报废技术要求》（GB/T 45922—2025）正式落地实施，标准明确了报废判定、回收流程、环保管控等核心要求，为报废光伏组件回收提供了重要的判定依据。 另外，《生态环境法典》即将在本次两会提交审议，该法典首次明确了废旧光伏组件、风电叶片和动力电池的拆解、处置的污染防治要求，把回收责任从“倡导”上升为“法定要求”。 随着顶层制度加快补位，光伏组件回收产业正不断完善和成熟。 当然应该注意的是，组件回收流程的核心步骤在于工厂产线的分离技术。由于组件回收产业起步晚，研发投入不足，以复杂合金的形式存在于产品之中的贵金属回收仍然很困难，技术上仍待相关持续突破公关。 从光伏电池1971年首次应用于我国第二颗人造卫星算起，我国光伏行业已经走过了55年的历史，未来，每年大量的新增装机和大量的退役组件将成为我国光伏产业高速发展的一体两面。 发展光伏回收利用是防控退役组件环境风险、挖掘硅、银等战略资源再生价值、强化光伏产业链供应链韧性、应对国际绿色壁垒的关键步骤。

“试点潮”后，虚拟电厂面临的三个真问题 距离国家能源局公布《新型电力系统建设能力提升试点名单（第一批）》已过去近一个月。 那份名单中，43个项目、10个城市入选，覆盖系统友好型新能源电站、构网型技术、智能微电网、算电协同、虚拟电厂、新一代煤电等多个方向。而虚拟电厂以13个项目、占比超过三成的成绩，成为此次试点中数量最多的细分领域之一。 名单公布之初，行业一片振奋。从浙江的“虚拟电厂与电网市场化供需互动”，到福建宁德时代的产业探索，再到山东现货市场下的多类型资源聚合，虚拟电厂终于从“地方探索”站上了“国家试点”的舞台。 但一个月过去，热度逐渐沉淀，行业开始冷静思考：试点只是起点。当政策红利初步兑现，当13个项目开始实质性推进，虚拟电厂的下一个关口在哪里？ 有三个真问题正在浮出水面。 问题一：从“政策驱动”到“市场驱动”，商业模式跑通了吗？ 2025年3月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推进虚拟电厂发展的指导意见》，明确提出到2027年全国虚拟电厂调节能力达到2000万千瓦以上，到2030年达到5000万千瓦以上。文件还首次系统性地明确了虚拟电厂的定义、功能定位，以及参与电力市场的准入条件。 政策框架已经搭好，但市场层面的考验刚刚开始。 在政策红利逐步释放的同时，行业竞争的焦点正在悄然转移。过去几年，虚拟电厂领域的比拼主要集中在“谁能聚合更多资源”，但近期业内越来越清醒地认识到：资源规模只是入场券，真正的分水岭在于运营能力。所谓运营能力，并非指搭建一套技术平台那么简单，而是涵盖了对电力市场规则的深度理解、对可调资源的精细化掌控，以及在多元交易品种中实现价值变现的综合能力。现货市场的价格波动、辅助服务的考核机制、中长期合同的履约风险——这些市场化的“硬骨头”，正在将缺乏交易能力的参与者逐渐筛出局。 浙江电力市场的运行数据为此提供了注脚。据浙江省发改委披露，2025年1-5月，浙江电力现货市场中负电价时长占比超过5%。这意味着市场价格波动区间之大，足以让那些依赖固定策略运行的虚拟电厂在剧烈震荡中频频失手。而真正具备市场研判能力的运营者，却能通过精准的价格预测和动态策略优化，在波动中捕捉交易机会、锁定合理收益。 问题二：聚合规模不等于调节能力，“可调度性”如何兑现？ 行业内曾有一种普遍的错觉：聚合的资源越多，虚拟电厂就越强。但真实的运营经验正在给出不同的答案。 有运营企业在参与辅助服务市场时发现，缺乏精细化控制的规模，反而可能成为负担。电网下达的调节指令往往以分钟甚至秒级计算，如果无法对聚合资源进行精准响应，不仅拿不到预期收益，还可能因响应偏差面临考核罚款。一个典型案例是，某聚合了40家中小企业的虚拟电厂，在一次辅助服务调用中，因部分用户的负荷波动超出预期，导致整体响应偏差，当月的辅助服务收益被罚没近三成。 这一教训让行业形成新的共识：聚合的前提是可控。那些能实现对每一度电可测、可控、可调的虚拟电厂，才能在市场中真正立足。 从行业发展阶段来看，观察虚拟电厂的进展可以关注两个持续跟踪的口径：一是签约或接入规模，反映资源池组织的程度；二是可调用规模，反映调节能力在调度与场景中兑现的程度。更有信息量的跟踪方式，是看同一主体两个口径的连续披露与项目复现，从而判断其从资源聚合走向能力兑现的转换效率。 问题三：多元场景正在打开，但跨行业协同如何落地？ 近年来，虚拟电厂的应用场景正在加速拓展。 在杭州，虚拟电厂已连续在春节期间实现全域填谷，依托大数据中心等资源累计响应883.32兆瓦时，有效吸纳低谷富余电能，保障电网平稳运行。格力智慧园区的工业错峰生产、阿里巴巴园区的智慧用能调节、彩虹充电站的电动汽车反向送电、大下姜村的水上光伏助力零碳乡村——这些散落在城市各处的能源单元，正被虚拟电厂“串珠成链”，打造出“看不见的坚强电厂”。 与此同时，在今年的全国两会上，“虚拟电厂”也成为代表委员关注的热点。全国政协委员邵丹薇认为，在国家大力推进新型电力系统建设的战略背景下，虚拟电厂成为提升电力系统灵活性、可靠性、经济性的重要手段。对此，她也提出了推动多层级虚拟电厂管理体系建设、 完善虚拟电厂结算机制、构建多元化虚拟电厂市场机制等建议，具体包括支持地市级虚拟电厂依托现有模式，设计与地区电网调节需求匹配的费用疏导机制，创新电能量、辅助服务等市场交易品种；构建“以交易中心为主，虚拟电厂平台为辅”的结算体系等举措。 场景在打开，政策在跟进，但跨行业的协同仍面临现实障碍。交通领域的充电网络、工业园区的可调负荷、商业楼宇的空调系统、居民侧的家用储能——这些资源分属不同主体、接入不同系统、遵循不同规则，如何真正实现高效聚合与协同调度，仍是行业必须回答的问题。

随着全国统一电力市场，以及取消政策性分时电价的推进，零售侧电价逐渐进入市场化定价，批发侧价格传递的阶段。 这里我们以江苏市场化分时电价为分析对象，讨论一下其中的特点，尤其是与政策性分时电价双轨制运行阶段的独特看点。 一、讨论的政策文件本身也值得讨论一下 这份文件是江苏电力交易中心有限公司发布的“苏电注册公告2025-164号”。 从发文单位看，是一家公司发布的，而不是发改委能源局，说明这是一份市场性的文件，仅对该“公司”法律影响范围的主体有效。 从收文单位看，是售电公司和电力用户，不是发电企业、电网公司、政府，是一份电力零售端的公司政策文件。 文件页数，本文件仅有7页，但彻底拉开了江苏零售侧分时的大幕。 个人认为涉及了江苏省电力零售领域各类主体，甚至包括了工商业储能、分布式光伏、充电运营商甚至电动汽车车主，每年千亿级别的电量和千亿级别的资产规模都会受到影响。 从发文时间看，该文发布于2025年12月25日，紧跟2025年12月17日发改能源规〔2025〕1656号，是一份地方性的衔接文件。 二、文件主要内容是零售合同的选择和规则 就江苏省而言，该文件又是衔接“苏发改能源发〔2025〕1141号文”《关于开展2026年电力市场交易工作的通知》，对2026年中长期零售交易的进行了补充和新增的规定。 总的来说，就是把江苏2026年的零售侧长协，分为三个阶段（老合同、过渡期的合同、新合同），以及新合同确立的三种模板。 对2026年3月份以后新签的长协合同来说，有三种风险偏好选择： 无论是哪种合同，乃至2026年1月开始新签的过渡期用户，有50%的电量必须与市场价格联动，其中有5～15%电量与现货价格进行联动。 电力用户第一次真实的感受到了市场价格波动。 三、江苏特色-螺狮壳里做道场的温和 根据全国统一电力市场的政策趋势，未来可能全国的零售侧交易规则也将逐步的趋同，但目前各地还是保持各自的市场化放开节奏，也算是零售侧开放路径上的个性化探索吧。 江苏现阶段的零售侧开放逻辑，充分体现了苏式文化的婉约与细腻，既要让用户感受到批发侧的波动，市场价格信号对终端用电企业的冲击又必须是受控的，相对温和的。 江浙人的口头禅之一是：螺狮壳里做道场，即在一个狭窄有限的空间里，把面子做足，把里子给到，充分平衡各方利益。 江苏零售侧价格放开就充分体现了这种特色，比如以下几个方面： 1、政策性分时并不是彻底取消 江苏原有的，最新一版的政策性分时文件，“苏发改价格发〔2025〕426号文”，对于峰谷比例，峰谷时段等方面的规定，在本文件中并没有被彻底废除，而是继续发挥非常重要的影响力。 本文件在最后一页的其他事项里，用几个字衔接了原有的政策性分时。 而且哪怕是用户选择分时零售套餐，苏发改价格发〔2025〕426号文依然发挥了战略核武器级别重要作用，后面我们再分析。 2、不分时零售套餐，不是不分时的 选择不分时零售套餐的用户，其实是分时的，只是峰谷电价时段和价格按照苏发改价格发〔2025〕426号文进行形成。 至少有相当数量的长协用户是选择不分时套餐的，售电公司给出的是带有市场信号的月度不分时平均零售电价，然后作为平段价格，按照原有政策文件的峰谷时段、峰谷上下浮比例进行展开，形成当月的分时结算电价曲线。 3、价格信号传递是温和的，人为失真的 和某些省份人民即将享受到的，某种不带扭曲失真的，大开大合直接把100%批发侧分时曲线直接摆到用户面前的零售套餐不同。 如果我们把一重规则，看成是一种信号处理器，那么江苏至少对批发侧的现货价格信号，经过4-5重的信号处理，再传递给终端用户，以减少初步市场放开后对终端用户的价格预期的冲击。 信号处理的方式包括套餐分流、比例约定、时段限制、限价，利润封顶（5%超额回收机制）等等。 像极了等台风的江苏小孩：既怕它不来，又怕它乱来。 4、分时零售套餐，双规则运行的反直觉逻辑 （1）设置两套规则 即使选择了市场化分时的零售套餐的电力用户，为了限制现货价格的直接传递，江苏交易中心依然设置了双重规则进行保护。 规则一是和不分时类似的，即联动电量比例+现货比例+加价限制+超额利润回收的组合拳，框死了售电公司的腾挪空间。 你以为这就够了？ 江南人民的螺丝壳细腻精神出来了，再给你搞一套规则，就是红圈部分。 规则二完全独立，是单独计算出来的，然后与第一套规则给出的峰谷价格进行Max 或 Min的比较。 也就是真的加了一门框。 这个框本身很神奇，它是三套规则的混合产物。 取政策性时段，也就是2025-426文件的平时段，说白了就是零售侧的参考时段不是批发侧市场的动态时段，这里有不匹配的地方，对某些售电公司的交易策略是上强度了。 取电力用户的Q平段,t，也就是用户的政策性平段电价的电量，这个属性是用户的。 取售电公司的市场交易的P平段，t，即售电公司在政策性平时段的分时成交价。 然后进行加权平均后，得到该用户的P平段加权（参考价）。再按照2025-426文件的峰谷结构进行展开，得到参考的分时峰谷电价。 （2）反直觉的价格逻辑，峰有底，谷有顶 更神奇的事情来了， 你以为是门框，其实不是框在里面，而是框在外面。 峰有底的逻辑 对峰段电价，售电公司给出规则一的市场化峰段均分时均价，与规则二峰段参考价对比，取Max。 市场化零售价低于参考价的，以参考价为准；高于参考价的，以市场价为准。 也就是峰段电价是底的，这个底价是规则二的峰段参考价; 售电公司在峰段必须高于参考价去报价，不允许在峰段随便乱杀价，这保护了电厂利益，也避免了售电公司之间在峰段的恶性竞争。 某种意义上给售电公司在峰段一点点做市的空间，有少部分峰段超额利润。 但是峰段售电公司做市抬价，杀用户怎么办？ 没事的，你售电公司再怎么折腾，超额利润5%回收机制上面顶着，杀不了。 谷有顶的逻辑 对谷段电价，售电公司给出规则一的市场化谷段均分时均价，与规则二谷段参考价对比，取Min。 市场化零售价高于参考价的，以参考价为准；低于参考价的，以市场价为准。 谷段电价是顶的，这个顶价是规则二的谷段参考价; 这个逻辑是，售电公司不得在谷段随意抬高价格，因为谷段往往是光伏大发时段，也是电价极其容易受到天气影响的脆弱时段，如果谷段忽然来了一阵雷雨，此时批发侧电价飙升，售电公司可能出现价格风险，但是不允许这是售电公司随意转嫁谷段的高价给用户，售电公司必须自己兜着。 至于谷段的低电价，甚至负电价，那没限制，你售电公司愿意给多低都可以。 5、 5、分时零售套餐，售电公司的大考来了 江苏分时套餐的规则一加上规则二，再叠加零售侧的峰谷时段严格按照发改委的政策性时段，不是售电公司确定的批发侧的峰谷动态时段走。 给售电公司的套利空间有，但不多，上面5%封顶，你尽管折腾。 售电公司的批发侧现货风险，没有太多零售侧兜底机制，你自己担着吧。 四、零售侧市场价格放开的两种思路 纵观江苏新版的市场化零售政策，三目标层层递进，首要目标是传递市场价格，落实中央文件精神；次要目标是严格保护用户，设置层层信号缓冲，外加多重保护，确保用户有限度感受市场温度，但绝不至于大起大落；再次要目标是培养售电公司的交易能力，但严格限制可操作空间，风险自己承担。 个人认为江苏的路径是温和的，多方面平衡考虑的结果，经过若干年的缓冲过度，让发电、售电、用户三方都经过一定的市场教育和洗礼，逐步形成对批发侧现货信号和风险的理解能力和承受能力，最终将逐步取消限制，实现真正意义的批零直接挂钩。 至于是江苏的“渐进”，还是某些省的“顿进”，顿悟还是渐悟都是领悟佛法的路径，没有对错。 最终都是批零双边真正市场化，以价格信号指导电力资源最优化配置的彼岸。

如果把太空光伏理解成一项全新的技术突破，判断就很容易跑偏。 事实上，利用太阳能为航天器供电并不新鲜。自20世纪中叶起，卫星、空间站、深空探测器几乎全部依赖太阳能电池工作。真正发生变化的，是这一能力是否被重新包装为一个独立的产业议题。 过去几十年，它只是航天工程的一个子系统，而在2026年这个节点，它被频繁地从工程体系中抽离出来，单独命名、反复讨论，并被赋予下一代能源形态、万亿级新赛道等高度概括性的标签。 这是一个值得警惕、也值得认真对待的变化。 从物理条件看，太空光伏的优势为，不受大气衰减影响、受光稳定、理论上可以实现接近连续的发电周期。多项航天工程测算显示，在相同面积条件下，轨道光伏组件的年发电量可达地面系统的7—10倍，单位面积受光强度提升约5—10倍。 然而，真正的问题在于是否值得为此建立一套脱离航天任务本身的、可被资本市场理解和定价的逻辑。 正是在这个意义上，太空光伏开始走出实验室，进入行业话语体系。 2026年开年，多家A股光伏上市公司先后对外披露涉足太空光伏相关领域的动作。1月中旬，钧达股份公告参股上海星翼芯能科技，这是一次从地面光伏向太空能源的战略延伸。合作内容集中在高透光CPI膜及其与硅基电池的结合产品，典型特征是轻量化、可折叠、面向轨道应用。 此前，晶科能源在董事长新年致辞中，将太空光伏单列为未来布局方向之一，并明确提及晶硅、钙钛矿叠层以及III–V族砷化镓等多条路线并行推进。随后，企业披露与晶泰科技联合推进高通量实验线，试图以AI加速新型电池体系的验证节奏。 天合光能的动作更偏工程端。其披露的重点是砷化镓多结电池已经搭载卫星在轨运行这一事实本身。这类表述刻意保持克制，却反而更具说服力。 与此同时，乾照光电、东方日升等企业，也分别从砷化镓器件、超薄异质结电池等方向切入，提供更偏材料和器件层面的能力补充。 从结果看，这些动作规模有限、节奏谨慎，远未到重资产下注的程度，但从表达密度和集中度看，却极不寻常。 为啥是太空光伏？ 如果把太空光伏在2026年初的集中露面，理解为一次技术浪潮的自然外溢，判断同样会失焦。 马斯克对太空光伏的看好，是行业突变的核心因素。过去一年里，他多次在社交平台提及太空能源、太阳能卫星与在轨算力。这些表态通常不涉及工程路径，也不提供落地时间，却在短时间内完成跨圈层扩散，从航天技术社区传导至资本市场和产业讨论区间。 太空光伏由此获得更高的可见度，也更早进入产业与市场的回应视野。 更重要的是，过去两年，产能端扩张过快、技术路线频繁切换、价格体系持续下探，三股力量叠加，使得行业进入一个高度紧张的状态。进入2026年1月，组件价格出现阶段性回升。报价中枢重新站上0.8元/瓦，但这一轮上涨主要来自成本端推升。国际银价在年初快速上行，银浆成本同步抬升，占组件成本的比重明显提高，组件企业被迫上调报价以对冲原材料压力。 价格回升并未带来体感改善。银价上涨吞噬了大部分涨价空间，利润修复幅度有限，中下游企业的现金流压力依然存在，出货规模与资金占用之间的紧张关系并未缓解。即便是头部企业，对外表达的重心也开始集中在成本极限、技术效率和结构安全上，增长叙事在这一阶段明显降温。 在这种背景下，行业缺少足以承担未来的资本故事。 太空光伏恰恰提供了一条线路。 它足够远，不必立刻回答度电成本，足够新，可以暂时脱离组件价格和毛利率的约束，又足够合理，不至于被视为纯粹的概念拼贴。 过去几年，光伏公司在资本市场上的叙事空间被持续压缩。扩产不再被视为利好，效率纪录的边际影响迅速递减，而单纯强调全球化、海外市场也越来越难以形成差异。此时，一个尚未被充分定价、却与自身技术积累高度相关的方向，自然会被反复提及。 资本市场的反应非常直接。 2026年初，部分涉及太空光伏概念的上市公司股价出现明显波动，相关研报频繁使用万亿级赛道、长期空间广阔等表述。这类词汇曾出现在储能、氢能、钙钛矿等多个阶段性热点中。 企业做了啥？ 当视角落回企业层面，太空光伏相关布局开始呈现出清晰的层次结构。不同企业围绕各自既有技术积累切入不同环节，逐步拼接出一张太空能源的产业图景。 最先进入实际应用序列的，依然是航天能源体系中成熟度最高的技术路线。天合光能与乾照光电当前聚焦的砷化镓多结电池，长期服务于卫星与航天器供能系统，其高效率和抗辐射特性在轨道环境中形成稳定优势。天合披露，相关砷化镓产品已随卫星进入轨道并保持运行状态；乾照光电方面，其砷化镓电池已进入商业卫星星座体系，在千帆星座等项目中实现批量应用。 围绕同一阶段需求，部分企业开始从器件层向系统层延展。东方日升披露，其超薄P型HJT电池已实现商业化交付，电池厚度和重量指标显著收缩，可适配卷曲式柔性太阳翼结构，并具备较强的抗辐射能力。 第二类布局集中在结构材料与系统集成能力。钧达股份参股上海星翼芯能，合作重点并未放在电池效率本身，而是指向CPI透明聚酰亚胺薄膜及其与硅基电池的集成方案。CPI膜在高透光、耐环境和可折叠特性上的优势，使其成为柔性太阳翼和轻量化展开结构的重要基础材料。 与此同时，设备与制造端也开始向太空场景延伸。迈为股份在多次公开交流中提及，其异质结、叠层相关设备已针对薄片化、柔性化方向进行技术储备，服务对象不仅限于地面光伏产线，也覆盖未来可能出现的太空级组件制造需求。 第三类企业则将资源投入到性能上限更高的技术路线。晶科能源与东方日升持续推进钙钛矿及叠层电池方向，相关工作集中在实验线建设、材料体系筛选和稳定性验证。晶科方面，通过与晶泰科技合作，引入AI高通量实验体系，加快钙钛矿/叠层电池参数组合的筛选效率；东方日升则在超薄HJT基础上布局叠层结构储备，强调效率潜力与重量指标的协同提升。这一技术路线的时间尺度明显长于前两类，但在质量功率比和系统展开面积方面具备结构性优势。 将上述布局放在同一框架下，可以看到一条清晰的分工脉络正在形成。随着商业航天体系持续扩展、低轨卫星数量增长，这种分层布局正在从概念拼接走向功能分工，逐步构成太空光伏在工程、制造与技术储备层面的完整结构。

当前，我国电力市场化改革已进入全国统一、协同高效的关键阶段。一方面，随着新能源装机比重快速提升，新型电力系统建设对电力市场的资源配置能力、风险防控水平提出更高要求；另一方面，经过多年试点实践，全国电力市场已实现从“计划电”向“市场电”的稳步转型，我国电力市场交易规模已稳居全球首位，市场交易电量占全社会用电量比重达63.4%，经营主体数量增长至97万家，但同时也存在区域市场壁垒尚未完全打破、多层次市场协同不足、监管精准度有待提升等问题。 在此背景下，两部门印发《通知》并建立全国统一的电力市场评价制度，既是破解“重建设、轻评估”改革痛点的现实需要，也是衔接全国统一大市场建设、服务“双碳”目标与能源安全新战略的必然选择。通过建立科学系统的评价体系，可精准衡量市场运行成效、及时发现堵点难点，为电力市场建设方向调整、政策优化提供客观依据，推动市场功能从“规模扩张”向“质量提升”转型。 四维评价体系构建市场治理新框架 《通知》构建了“总体要求—评价内容—评价方法—组织落实”的完整制度链条，核心在于确立四方面评价体系与科学规范的评价机制，形成覆盖市场全生命周期的治理闭环。 锚定多重目标协同发展。《通知》明确以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大和二十届历次全会精神，围绕加快构建新型电力系统的总体目标，确立了科学、系统、动态的评价体系构建原则。其多重目标在于统筹安全保供、绿色转型、经济效率三大方面，通过全面准确评价市场运行成效，促进监管工作科学化、精准化，强化全国统一电力市场在资源优化配置中的决定性作用。这一要求深刻把握了电力市场的特殊性——作为能源转型的核心枢纽，电力市场不仅要实现经济效率提升，更要承担能源安全与绿色发展的战略使命，三者的协同平衡是评价制度的根本遵循。 四维聚焦，全覆盖市场运行关键环节。《通知》明确评价工作围绕“市场运营效果、市场作用发挥、经营主体可持续发展、市场竞争充分度”四个方面展开，涵盖14项核心评价要点，形成了“过程+效果”“宏观+微观”的全维度评价矩阵。 在市场运营效果评价方面，《通知》筑牢了市场运行“基础底盘”。该维度聚焦市场规则体系建设、技术标准衔接、运营管理规范、市场共治与监管效能五大要点，核心是评价全国统一电力市场的“制度统一性”与“运行规范性”。例如，要求形成完整的基础规则体系，实现中长期、现货、辅助服务等市场全覆盖，这直接回应了当前区域市场规则不统一、市场衔接不畅的改革痛点；强调数字化监管手段的应用，体现了“监管现代化”的改革方向。 聚焦市场作用发挥评价，《通知》强调检验资源配置“核心效能”。该维度从要素流通、安全效益、环境效益、经济效益四个层面，衡量市场在服务国家能源战略中的实际成效。在要素流通方面，突出跨省跨区交易规模与频率增长，助力“西电东送”等国家战略落地；在安全效益方面，强调电能量、辅助服务市场与容量补偿机制的协同，保障电力系统稳定运行；在环境效益方面，聚焦新能源消纳、绿电绿证市场发展，直接对接“双碳”目标；在经济效益方面，通过动态定价引导资源跨时空优化配置，维持电价合理波动，保障成本回收与投资预期，实现系统整体经济性提升。 针对经营主体可持续发展评价，《通知》确保激活市场活力“关键引擎”。该维度关注经营主体经营状况、新业态培育与市场满意度，体现了“以主体为中心”的改革导向。一方面，通过市场机制引导投资合理布局，保障电力企业稳健经营，维护产业平稳运行；另一方面，重点支持储能、虚拟电厂等新业态发展，推动民营企业参与，助力能源新质生产力提升。市场满意度评价则直接反映经营主体对市场环境的认可度，为优化市场服务、提升参与积极性提供依据。 关于市场竞争充分度评价，《通知》要求守护市场秩序“公平底线”。该维度聚焦主体行为规范与市场集中度管控，核心是保障市场统一开放、竞争有序。通过约束不当竞争、滥用市场力等行为，健全信用惩戒机制，确保市场竞争的公平性；通过动态监测市场集中度指数，管控供需平衡与价格波动风险，筑牢市场风险防控防线。这一维度回应了电力市场作为“不完全竞争市场”的特性，需通过科学监管防范市场失灵。 科学赋能，构建规范化评价流程。在评价方法方面，《通知》明确了“指标体系构建、多维综合分析、数字化支撑、有序开展评价、强化结果应用”五大方面，形成了“科学设计—精准实施—有效反馈”的闭环管理机制。 在评价技术路径上，《通知》强调“定性+定量”“横向+纵向”“过程+效果”的三维结合：定性分析通过现场调查、专家访谈等方式掌握实际情况，定量分析依托具体指标开展量化评估；横向对比不同地区、不同主体的运行情况，纵向追踪同一对象的发展趋势；过程评价聚焦规则设计与执行，效果评价衡量资源配置与政策目标达成度，确保评价结果全面客观。 尤为突出的是，《通知》强调数字化技术的支撑作用，提出推动评价从“描述性”向“预测性”升级，实现市场运行状态实时监测、风险提前预警，这与当前电力市场数字化监管改革方向高度契合，将大幅提升评价的时效性与精准度。在实施节奏上，明确自2026年起组织全国统一评价，鼓励地方因地制宜开展评价，形成全国统筹、地方协同的推进格局；同时强化结果应用，要求将评价报告作为政策调整、监管优化的重要依据，避免评价与实践脱节。 为保障评价公正性，《通知》明确可组织第三方机构开展专业监管评估；同时强调“减负增效”，要求避免无效评价、重复评价、多头评价，减轻地方和企业负担，体现了“务实高效”的制度设计原则。 为全国统一电力市场建设提供制度保障 《通知》出台的核心价值在于填补了全国统一电力市场评价的制度空白，构建了市场高质量发展的“标尺”，其创新意义体现在三个层面： 一是完善了电力市场治理体系。通过建立全国统一的评价标准与流程，解决了此前区域评价标准不一、监管依据不足的问题，推动市场监管从“经验型”向“科学型”转型，为全国统一市场的规范运行提供了制度保障。 二是强化了多重目标协同机制。评价体系统筹安全、绿色、经济三大目标，将新能源消纳、绿电交易、跨省跨区资源配置等战略要求纳入评价要点，确保电力市场建设始终服务于新型电力系统构建与“双碳”目标实现。 三是激活了市场内生发展动力。通过聚焦经营主体可持续发展与市场竞争公平性，既保障了传统电力企业的稳健运行，又为新业态、新主体提供了发展空间，助力能源新质生产力提升，推动电力市场从“规模扩张”向“质量效益”转型。 把握关键环节，推动制度落地 《通知》的落地实施需重点把握三个关键环节：一是加快构建配套指标体系，结合电力市场运营实际，细化量化评价指标，确保指标的实用性、可获得性与代表性；二是强化数字化技术支撑，搭建全国统一的评价监测平台，实现数据共享与实时分析，提升评价效率；三是健全结果应用机制，将评价发现的问题转化为政策优化的具体举措，形成评价—反馈—改进的良性循环。 此外，需注重区域协同推进，鼓励地方结合自身实际开展差异化评价探索，为全国统一评价制度的完善提供实践经验；同时加强宣传培训，提升市场主体对评价制度的认知度与参与度，确保制度落地见效。 建立全国统一电力市场评价制度，是深化电力体制改革、建设全国统一大市场的重要举措。随着制度的逐步落地，将有效提升电力市场运行效率与监管精准度，推动电力资源在全国范围内优化配置，为构建新型电力系统、保障能源安全、实现绿色低碳发展提供坚实支撑，助力我国能源高质量发展迈上新台阶。

一、中长期市场发展历程 我国电力市场化改革最早可追溯至2002年国发5号文，该文件首次提出了“厂网分开、主辅分离、输配分开、竞价上网”的十六字方针，这一阶段发电企业首先独立出来，成立了五大发电集团，电源侧迎来了大规模自主投资，很大程度上解决了“缺电”问题。 到2015年，我国电力行业面临的主要困境已经由“缺电”变为“缺电与窝电并存”，电力资源配置极不均衡，引起了国家高度关注，继续推动出台了2015年中发9号文。期间，考虑到我国“省为实体”的经济社会发展格局，考虑到计划电向市场电的平稳过渡，考虑到电力兼具商品属性和公共品属性，考虑到现货市场存在显著的价格波动风险，考虑到当时计量条件不满足96点采集要求，最终国家层面决定从中长期市场开始推进。 2015年11月，中共中央、国务院在《关于推进电力市场建设的实施意见》中明确提出具备条件的地区逐步建立以中长期交易为主、现货交易为补充的市场化电力电量平衡机制；逐步建立以中长期交易规避风险，以现货市场发现价格，交易品种齐全、功能完善的电力市场。 2017年8月，国家能源局将南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川和甘肃等8地列为第一批电力现货市场建设试点。 2021年4月，将上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等6省市列为第二批电力现货试点。 到2025年，各省中长期市场实现带曲线连续运行全覆盖，电力现货市场实现结算试运行全覆盖。其中，山西、广东、山东、甘肃、蒙西、湖北、浙江等7地现货市场转入正式运行。 总体来看，我国电力市场顶层设计是先建设中长期市场，后分两批试点建设现货市场，与国外电力市场具有显著差异性。意味着，国外电力市场有关经验只能借鉴，不能照搬照套。 二、国家对中长期签约比例的要求 随着电力市场建设不断深入，国家对中长期市场签约比例的要求也在动态调整。现货市场开市前，电能量市场只有中长期市场，签约比例为100%。自2021年起，现货市场大规模试点后，国家发展改革委、国家能源局开始每年发文强调“中长期高比例签约”。从文件内容看，发电侧，燃煤机组年度签约比例逐渐从80%降至70%，全年签约比例从90%下降至80%；用电侧，年度签约比例逐渐从80%降至50%，全年签约比例保持在80%以上。发用两侧呈现出“全年高比例签约、年度适度放宽”的趋势。 三、各现货正式运行省份执行情况 从执行情况来看，全国7个现货正式运行省份，中长期签约比例迎来了百花齐放的变化。与国家发展改革委、国家能源局印发的《关于做好2026年电力中长期合同签订履约工作的通知》相比，山西、广东保持一致；山东、蒙西中长期总体签约比例保持一致，但是弱化了年度签约比例的要求；湖北、浙江签约比例稍高于国家要求；甘肃适度放宽发电侧中长期签约比例要求，分析原因是其建立了发电侧可靠容量补偿机制。 四、中长期高比例签约的意义何在 当前，很多学者过分强调中长期市场的金融属性，忽视其实物属性，对于中长期高比例签约持保留意见。笔者认为，在电力市场发展初级阶段，在全社会用电量保持高速增长的大背景下，在各方经营主体稳定价格水平的强烈诉求下，中长期高比例签约仍需长期坚守。具体有三个方面理由： 1. 坚持中长期高比例签约是保障电力电量平衡的关键举措。 中长期市场提前锁定数年、年等长期电量，通过月度、月内交易完成合同电量调整，符合电力电量平衡由远及近、逐步收敛的客观规律。坚持高比例签约，实际上是对发用两侧经营主体的生产管理能力提出了更高要求。发电侧，签约比例越高，意味着需要充分考虑成本、价格、设备、天气等因素，更加周密安排未来一段时间的生产计划，有利于提高发电预测准确性，降低设备故障率，保障发电能力充足。用电侧，考虑到大多电力用户是刚性负荷，签约比例越高，意味着对未来一年的用电计划预判越充分，有利于推动无序生产向有序生产转变，促进计划与市场有效衔接。 2. 坚持中长期高比例签约是发电侧保持合理收益的前提条件。 随着新能源持续高速发展和全面入市，其固有发电特性和低边际成本特性，将对当前电力市场利益格局形成较大冲击。一方面，多地现货市场午峰价格长期处于“零电价”或“负电价”；另一方面，在雨雪冰冻等恶劣天气下，新能源发电出力波动显著，容易造成现货市场价格剧烈震荡。坚持高比例签约，按照现有“差量结算”方式，即中长期合同电量按中长期合同价格结算，实际电量与中长期合同电量的偏差电量按实时市场价格结算，意味着结算价格与中长期价格越接近，受现货价格波动影响变小。在当前现货价格普遍低于燃煤基准价格的形势下，有利于稳定火电等基础保障性和系统调节性电源的合理收益，促进其可持续发展。 3. 坚持中长期高比例签约是规范经营主体交易行为的基本前提。 当前，各省不同程度上存在发电企业市场力相对集中的情况，发售一体的售电公司也普遍存在。这种情形下，中长期年度签约比例一旦放开，大量合约挤入月度甚至月内交易，可能引发部分时段成交困难。越是逼近交易日，经营主体对市场供需形势了解越充分，其交易策略则更加偏向投机，如现货高峰高价时段，发电企业可能在中长期市场“惜售”，导致用户买不到电，容易出现哄抬价格、违规套利的风险；现货低谷低价时段，用户则不愿在中长期交易，将更多电量转移至现货成交，可能导致发电侧难以回收固定成本和变动成本，长此以往，容易打消发电侧投资积极性。 五、中长期签约比例的取舍之道 综上所述，各省在研究确定中长期签约比例的时候，必须充分考虑市场建设成熟度、经营主体的合理诉求，确保有利于源网荷储可持续发展。 初期 市场建设的稳定性被摆在第一位置，经营主体需要一个相对宽松的市场环境去适应政策的变化，市场也需要一个相对稳定的政策去发现价格，年度签约比例宜取90%。 中期 随着现货市场加快试点并逐步全覆盖，经营主体对电力市场的认识和理解不断加深，宜逐步放开年度签约比例，增强中长期交易灵活性，让经营主体在月度、月内交易更好更快地找到市场均衡点，让中长期发现的价格与现货价格逐步收敛。 远期 随着容量补偿机制或容量市场逐步健全，中长期市场回收固定成本的作用被逐步弱化后，才能逐步放开年度签约比例。

2026年1月1日，《中华人民共和国增值税法》正式施行，随电费代收的政府性基金将不再征收增值税，电费发票开具规则同步优化调整。本次调整核心是：发票中电费与政府性基金分开列示、价税分离。 在了解发票变化前，先跟大家说清一个公众最关心的问题：电费账单里除供电电费外，为什么会有一笔“政府性基金”？ 电费账单里的“政府性基金及附加”，是按照国家法律法规、由供电企业代为收取、全额上缴财政的专项资金，主要用于支持公共事业与民生工程，包括：国家重大水利工程建设、大中型水库移民后期扶持、可再生能源等，征收标准由国家及地方统一制定，供电企业严格执行。 这里先明确：新法实施后，仅规范发票开具形式，不调整电费单价、不改变政府性基金征收标准，用户实际交纳总金额与调整前完全一致。 具体会带来哪些变化？ 下面小e为个人、一般纳税人两类用户详解具体变化与操作要点。 非一般纳税人 （含居民及非一般纳税人单位） 发票项目拆分，明细更清晰 个人用户、小型商户等非一般纳税人群体，开票流程、使用效力、交费金额均无变化，仅发票明细展示优化：新版发票将原“电费总额”拆分为“电费”与“政府性基金及附加”两项明细列示： 电费：税率栏标注13%（现行电力产品增值税税率），为应税电费部分； 政府性基金及附加：税率栏标注不征税，为代收非税项目。 两项金额合计，与调整前电费总额完全一致，不影响报销、入账与使用。 一般纳税人 两类发票分开开具，进项抵扣更规范 企业、机关事业单位等一般纳税人，因涉及增值税进项抵扣，发票开具形式优化为“一笔电费、两张发票”： 增值税专用发票：仅对应电费部分，税率13%，可按规定抵扣进项税额； 增值税普通发票：仅对应政府性基金及附加部分，标注“不征税”。 两张发票金额合计，与当期总出账电费金额一致，既符合增值税法要求，也避免非税项目误抵扣，财务核算更规范。 新版发票注意事项 开票渠道与形式不变：个人及企业仍可通过“网上国网”APP等原有渠道开具电子发票，流程无调整； 发票法律效力不变：发票拆分后其法律效力与原先一致，可正常报销、记账； 开票信息要求不变：一般纳税人需确保统一社会信用代码、企业名称等信息准确，变更可通过线上/线下渠道办理； 咨询服务渠道不变：“网上国网”APP人工服务、线下营业厅、95598热线提供咨询指导。 政府性基金是供电公司多收的钱吗？ 不是。政府性基金是国家依法设立、由供电企业代收并全额上缴财政的专项资金，用于支持重大水利工程、水库移民安置和可再生能源发展等项目，取之于民、用之于民，供电企业仅负责代收，不截留、不分成。 为什么以前发票上没显示政府性基金？ 此前，电费与政府性基金因税率相同，在发票上合并为一项显示。根据新的增值税政策，政府性基金免征增值税。 因此，目前对非一般纳税人用户，则在同一张发票上分项列示；对一般纳税人用户，电费与政府性基金需分别开具增值税专用发票和增值税普通发票。 标注“不征税”的发票，是否影响正常报销？ 不影响。“不征税”是政府性基金的法定属性标注，该发票为合法有效票据，可正常作为财务报销、记账凭证，法律效力与原合并发票一致。 一般纳税人收到两张发票，应如何入账处理？ 按发票项目分别核算： 电费对应的增值税专用发票：金额计入相关成本费用，进项税额按规定抵扣； 政府性基金对应的增值税普通发票：金额直接计入成本费用，无需核算进项税额。

去年12月25日，一纸23亿元索赔诉讼，将国内动力电池行业一起重大质量纠纷推向台前。 根据欣旺达发布的公告，欣旺达旗下动力电池业务子公司——欣旺达动力，被吉利集团动力电池子公司威睿起诉，起诉原因是欣旺达动力在2021年6月—2023年12月，向威睿动力交付的电芯存在质量问题，威睿基于此向欣旺达动力索赔23亿元。 极氪在2024年发布的用户通知显示，2021-2023年间交付的极氪001 WE86版，大批量暴露充电变慢、电池异常衰减等问题。 而极氪001 WE86版所搭载的电池包，其核心零部件——电芯采购自欣旺达，电池的PACK和BMS则由威睿自研。 极氪001是极氪品牌的第一款车型，基于极氪旗下的SEA浩瀚架构打造，定位纯电轿跑市场，起售价超过25万元。这款车首次发布于2021年，此后几经改款，其中2021-2023款极氪001所用的电芯，分别来自宁德时代和欣旺达，搭载欣旺达电芯的车型是极氪001 WE86版。 发现问题后，极氪在2024年10月，以 “冬季关爱活动”名义，为2021-2023款极氪001 WE86版车主免费更换电池包，并在2024款及2025款极氪001上，全面弃用欣旺达电芯。 威睿认为，充电变慢、电池包衰减等问题，是由于欣旺达交付的电芯，工艺、材料不符合此前签订的技术协议，因而更换电池包的成本，及极氪品牌形象受的损失，应由欣旺达承担。所以它向欣旺达索赔23亿元。 但欣旺达指出，威睿采用过于激进的充电策略，且“锁电”操作改变了电池使用条件，才是问题的诱因。此外，欣旺达曾在接受媒体采访时表示：“已对同款电芯进行了大量测试，目前采用我们自主设计的电池包系统提供给其他客户，尚未出现任何质量问题。” 23亿元的赔偿，对于欣旺达而言，当然是一记重创。据欣旺达港股招股书显示，2022年-2025年一季度，欣旺达归母净利润分别为10.68、10.76、14.68、3.86亿元。这意味着，一旦威睿胜诉，欣旺达将损失约两年的归母净利润。 在C端用户处的企业形象受损，从而影响后续客户开发，是这起案件给欣旺达动力，蒙上的另一层阴影。有欣旺达人士告诉36氪：“现在情况对欣旺达很不利，许多客户都在观望。” 于整个汽车行业而言，这起纠纷揭示了车企通过自制电池包，掌握核心零部件自主权的隐忧。 近年来，为了减少对动力电池龙头企业的依赖，获取更高的定价权与定制权，零跑、理想、小米等车企，都自研了PACK与BMS、从电池厂商处采购电芯。但如今欣旺达动力与威睿的官司，将这种模式的一大隐患，摆在了众多车企面前。 难以把握的电芯品控、尖锐的R角 此次欣旺达动力与威睿的纠纷，其核心争议点在于，电芯与BMS，谁该为电池包质量问题负主要责任。 在电池包中，电芯是最核心的零部件，很大程度上决定了电池包电量高低、整车续航等；BMS则在很大程度上决定了电芯如何被使用，它好比是电池包的大脑。二者都能影响电池包的性能表现。 根据欣旺达的公开说法，极氪001 WE86版的同款电芯+欣旺达自主设计的电池包系统，“提供给其他客户，尚未出现任何质量问题”。这并不足以成为，定性威睿BMS责任的依据。 有电池工程师对36氪表示，一般来说，“同款电芯”意味着，欣旺达动力供应给其他客户的电芯产品，其设计方案，与极氪001 WE86版所搭载的电芯一致，但未必是同批次产品。 而不同批次的电芯间，很可能存在着工艺、材料等方面的差异。“就算工艺、材料都一样，不同批次的电芯间还是有差别的；同一材料厂生产的材料，但材料批次不一样，材料间也会有一定差异。” 这与动力电池厂商，及其材料供应商，对生产一致性的把控有关。 “行业经历了这么多年发展，大家用的设备基本上差不多，用的测试指标都是那400多项”，动力电池技术路线在逐步收敛，“现在电池厂商之间的竞争，越来越强调制造的一致性，但一致性不是那么好做的”。 一位电芯工程师对36氪讲述了一个常见的案例： “生产过程中，产线上可能会有一些金属碎屑，这些碎屑很小，未必能被检测到。 它们进入电芯后，短时间内可能没有问题，但电芯在充放电过程中，会因呼吸效应膨胀收缩，这时，金属微粒很可能随着电芯的膨胀收缩，不断摩擦隔膜，最终把隔膜摩穿，使正负极直接接触，之后电芯便会微短路。 微短路之后的电芯，释放的电量会低于正常电芯，电压变化也会加快。这样一来，整个电池包的循环寿命都会出问题。 因为根据木桶效应，哪怕电池包中只有一个电芯出了问题，整个电池包的放电量都会变低。” 除此之外，极氪001 WE86版搭载的电芯，全都是采用卷绕工艺。因此也有电池行业人士提供了这样一种分析思路：“早期，行业对卷绕工艺的设计、控制经验不足，所以R角也很可能是引起质量问题的一大因素。” 所谓R角，“好比是学校操场跑道上，直线和曲线连接处的那个圆弧角”。在卷绕过程中，如果这个角被折成了尖锐的直角，甚至是锐角，时间一长，隔膜便会被这个角刺穿，造成电芯短路。 “电芯的问题不难被定性出来。”PACK厂商可以先只更换电芯，进行初步锁定，之后通过照CT对电芯做拆解分析，以及镜像分析、材料分析、R角分析等，最后能够锁定出带有同样问题特征的电芯。 “PACK厂商需要理解电芯的那100多项设计指标， 把这些指标全列出来，一个个去测试，最终都能测试出来。就算研发阶段没测试出来，到大线上批量生产后，都能测试出来。” 极致的BMS策略+略有缺陷的 电芯，未必会出故障 但欣旺达关于BMS的说辞，也不完全是无的放矢。电池包中的BMS，是由BCU等硬件+软件算法构成的一套系统，电池包的这个“大脑”聪明与否，的确关系着电池包的性能表现。 一位有着多年BMS研发经验的工程师，为36氪描绘了一个可能出现的情境—— 电动汽车都可以自动回收能量，或者滑行回馈。车的加速踏板一松开，动能就会转化为势能，“相当于电池开始充电了”。 “根据锂电池的特性，环境温度25摄氏度时，电池包的能量回收能力最强，给电池包多少电量，它都能接住。 但如果温度太低，比如在零下5摄氏度时，电池包可能只能接受50安培电流的回馈。这时如果往电池包里充55安培，甚至60安培电流，那么根据锂电池的特性，电芯很容易析锂。” 于是BMS开始起作用了。 “它会保护电池包，回馈给电池包的电流太大了，车上的故障灯会亮，电流再大一点，BMS就直接下高压。可如果BMS算法一直介于下高压和报故障中间，就是它在不停试探电芯的能力边界。”时间久了，电芯就更容易衰减，出现压差变大等问题。 这位BMS人士解释，这种情况，可能会同时涉及到BMS和电机。 “一方面可能是BMS策略没做好，另一方面，也可能是控制精度问题。比如联电、汇川的电机，控制精度高，在零下 5 摄氏度的时候，它可能最多让51安培的电流进入电池包，51安培相较50安培，已经是高了2%。 2%是行业里不少BMS 控制策略里面的极限。当然，做到5%的也有。 而有的电机精度不够高，再加上任何软件，包括BMS软件，都难免有滞后性，这样一来，进入电池包的电流没被控制住，电池包就会受伤害。” BMS放电策略，超过电芯能力极限，也可能使电池包异常衰减。 极氪001是一款运动风格的产品，车主为了获得更强劲的动力体验，开车时很可能把油门一脚踩到底。这时候，电芯的放电量，或许会超过它的能力边界。 “假如欣旺达的电芯，只具备放电280千瓦的能力，可BMS算法却强迫它要瞬间放电300千瓦，那电芯也会受伤。” 该BMS工程师告诉36氪，这在行业早期不是罕见情况，因为电池应用量少，企业对电池性能的数据掌握不足。 而根据锂电池的特性，在大倍率充放电时，电芯会产生张力，也就是说，电芯很容易变形。这样一来，续航打折等各种问题都可能爆发。“这就像一个柔韧性不好的舞蹈生，被老师猛地一压，那一瞬间，她的肌肉已经被拉伤了。” “反之威睿如果把BMS策略做得很极致，即使电芯制备略有缺陷，电池包也未必会出问题。就像鸡蛋，被轻拿轻放也未必就会碎。” 但电池厂商往往难以得到PACK厂商的BMS策略文档，要想将故障定性到BMS策略，电池厂商可以锁一辆车，“也就是别让整车OTA”。已经OTA的，也可以尝试通过工信部的备案回退。 “然后不停地测试，复现各种工况下的电池包数据，比如把油门踩到底，放电量是多少，轻轻踩油门，放电量是多少等等，从而破译出PACK厂商的BMS策略”。 定责难题， 阻挡不住车企自制电池包 威睿与欣旺达动力的合作，是车企自制电池包这一趋势的缩影。 行业的极致内卷，对车企的供应链成本管控能力，提出了比以往更高的要求。而动力电池作为整车上的关键零部件，即便是在锂矿价格趋于平稳的今天，其采购成本仍占整车的30%左右。 但在相对强势的龙头企业面前，车企往往难以争取到让利。于是，一众车企先后走上了外采电芯、自制电池包之路。 比如零跑从宁德时代、国轩高科、正力新能等几家电池厂商处，采购平台化电芯，大大降低了对单一供应商的依赖；小米不仅采购宁德时代的整包电池，也从弗迪电池处，采购磷酸铁锂电芯；理想汽车于去年和欣旺达合资成立子公司，采购欣旺达电芯，自研理想牌电池。 自制电池包，帮车企实现了降本。此外，车企深入、全面地参与电池包的设计、生产，更有利于车企把控产品质量；同时，这也意味着车企将产品定制权，握在了手中。 但威睿与欣旺达的纠纷，也让行业看到了这种模式下的“雷”——一旦电池包出现质量问题，责任的划分必然会经历一番波折。 即使是从不同电池厂商处，采购平台化电芯的策略，“出了问题仍然有相互甩锅的可能”。 采购平台化电芯、自制电池包，看似将电池包这一变量控制住了，但有电池工程师告诉36氪：“每家电池厂的电芯，特性是不一样的，那车企要想让它们达成一样的性能表现，还是需要给它们适配不同的BMS策略，以及热管理策略”。 平台化电芯，意味着尺寸、接口、结构等高度标准化，但由于不同厂商电解液配方、负极材料的表面处理，等材料体系上的差异，加上电芯本身的化学特性，不同厂商生产的电芯，都有各自的特性。”就像那句话说的，世上没有两片相同的树叶。” 尽管这些电芯都通过了同一家车企的测试，但车企在制定测试标准时，设置的往往是一个区间，而非具体数值，在这个范围内，车企都会同意上车。所以每家电池厂商电芯的性能参数，会存在一定差异。 “那么车企的BMS和热管理策略，可能会针对这家的电芯偏严，那家的电芯偏松。”否则，“或许会出现，明明是同一家车企生产的电池包，用同样电量的欣旺达电芯和宁德时代电芯，整车的续航里程却不一样，等诸如此类的情况”。 “举个例子，一些品控好的电芯，内阻比其他电芯都小，产生的热量就小。所以车企在做热管理的时候，可以松一些。 比方说，同时给品控好的电芯，和品控不好的电芯用直流快充枪充电，给品控好的电芯，在电池包温度32度的时候做冷却，充完电，电池包温度可能是35度。 但如果是品控不好的电芯，可能需要在电池温度31度时就开启冷却，否则，充满电后，电池包的温度可能就是37度。” 所以，采购平台化电芯，未必会让车企与电池厂商间的责任划分会更容易。 不过，部分车企的BMS和热管理策略，是根据所采购电芯的下限设计，“比如用了3种电芯，策略按照根据表现相对差的去做”，这样一来，针对不同电芯的BMS和热管理策略基本一致，可以在一定程度上降低定责的难度。 哪怕车企直接从电池厂采购整包电池，从技术角度出发，也无法完全避免责任纠纷，因为“整车的使用工况也会影响电池包的性能”。 只不过基于商业考量，多数情况下，车企和电池厂商，都会私下互相妥协，以解决纠纷。 “假如说，在高温天气，电池包已经很热了，但整车却被车主设置了舒适模式，空调温度开得很低、风力很大。 这时，拥有最终裁判权的整车控制器，把更多的冷气给了车内驾驶员，而非电池。

最近，国家能源局发布了2025年1-12月的绿证交易情况。 2025年1-12月，国家能源局共计核发绿证29.47亿个，其中可交易绿证18.93亿个。电量生产年为2024年的绿证交易平均价格1.12元/个，电量生产年为2025年的绿证交易平均价格5.15元/个。涨幅接近400%。 与此同时，2026年开年，关于零碳园区、双碳、低碳以及绿色产品等相关政策频出，企业对绿色电力的需求呈现持续升温的态势。 在此背景下，小编也注意到市场上关于绿证的疑惑也日益增多。所以整理了相关的内容与大家一起分享下。 一 基础认知 绿电与绿证两种交易模式 首先我们要明确绿电的含义：绿色电力是指符合国家政策的风电（含分散式风电和海上风电）、太阳能发电（含分布式光伏发电和光热发电）、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等已建档立卡的可再生能源发电项目所生产的全部电量。 而由于电力的同质性，除专线供电和自发自用等特殊情况外，电力上网后，从电网侧和用户侧均无法区分电力品类，只能从发电侧通过特殊标识予以区分。于是绿证由此诞生，并且带来了绿电交易与绿证交易两种模式。 绿电交易是“物理电量+绿证”的打包批发。需要交易双方有电网物理通道连接，由电力交易中心定期组织开展，一般按照年（多年）、月（多月）、月内（旬、周、日滚动）等周期组织。它是一种特殊的、捆绑式的绿证交易。 绿证交易则是单纯交易电力的“环境价值”。它不受电网物理链接约束，在全国范围内自由交易，也不受时间和交易组织频次的限制，市场参与者可以根据自身需求随时随地进行交易。（小提示：绿证分为“可交易绿证”和“不可交易绿证”，上网电量对应可交易绿证，自发自用电量对应不可交易绿证。） 图片来源：小王的双碳笔记本 二 户用与工商业光伏绿证申请全流程 获得绿证的第一步：可再生能源发电项目必须先建档立卡（相当于项目的“身份证”，须在并网后一个月内完成），否则无法核发绿证！ 1、户用光伏：自然人无需操作，由电网企业代为再“国家可再生能源项目信息管理平台（djfj.renewable.org.cn）”完成备案。 2、非自然人和工商业光伏须有企业投资主体提交备案、并网协议、计量方案等材料，完成自主建档。 图片参考：风光储知识分享库 绿证由“国家能源局电力业务资质管理中心”核发。数据来源主要靠电网/交易机构推送电量数据；若无法提供，项目业主可自行或委托代理机构提供（需附结算单、电表检定证明等）。 核发周期为按月统一核发，次月核发当月电量对应绿证。每个1000度电核发1个绿证，不足部分结转至下期。 核发的绿证上会记载绿证编码、发电项目名称、项目代码、项目所在地、项目持有单位及所在省份、生产电量、发电类型、电量生产年月和有效期等信息。其中，主要信息记载在绿证页面上，详细信息记载在绿证基本信息表中（扫描左下角二维码显示）。 三 绿证如何交易？收益归谁？ 开展交易前，企业用户需要在电力交易平台进行信息注册，政府机关、事业单位、非政府组织等非自然人主体也可通过绿证交易平台完成注册。 交易参与方： ▷ 卖方：已建档立卡的发电企业或项目业主 ▷ 买方：法人、非法人组织、自然人（政府机关、企业、机构、个人均可）。许多中小工商业项目因体量小、定价弱，也可以选择委托售电公司或服务机构进行“绿证打包”集中交易，议价能力更强。（小提示：需签授权协议，将协议扫描件提交国家绿证核发交易系统备案，代理账户注册成功后，委托交易主体的操作权限将被冻结） 交易场所： ▷ 绿证单独交易：中国绿证交易平台、北京/广州电力交易中心 ▷ 绿电交易：北京/广州/内蒙古电力交易中心 交易方式： 绿证交易采取双边协商、挂牌、集中竞价等方式进行 ▷ 双边交易：由购售双方自主协商绿证交易数量和价格，并通过绿证交易平台完成绿证交割。交易时由发电企业率先申报交易信息，企业用户进行确认。 ▷ 挂牌交易：发电企业通过绿证平台申报出售绿证的数量、价格等信息，用户进行摘牌、确认。 ▷ 集中竞价交易：按需适时组织开展，按照相关规定明确交易数量和价格。 国家可再生能源信息管理中心于当日完成绿证核发，通过绿证交易平台发送至用户平台账户。企业用户可在“我的交易”页面通过“交易结果”模块查看绿证信息及交易明显。 为防止市场炒作，现阶段绿证仅可交易一次。绿证自核发之日起，有效期两年，有效期结束后不再进行交易。 绿证交易收益归属： 不享受补贴的项目（平价/自愿弃补/补贴到期），绿证收益全归发电方；享受补贴的项目，保障性收购电量对应绿证收益冲抵补贴或归国家，自主交易电量对应绿证收益扣减补贴。 绿证市场作为绿色能源领域的重要组成部分，正随着政策的推动和市场的需求不断发展和完善。通过深入了解绿证的基础知识、申请流程和交易规则，我们能够更好地把握市场机遇，共同推动绿色能源的发展，为实现碳达峰、碳中和目标贡献力量。

工商业储能领域，峰谷价差整体收窄的趋势不可逆转。 中关村储能产业技术联盟2026年1月发布的数据显示，全国已有28个省份的最大峰谷价差同比收窄。这其中的典型事件，当属江苏2025年6月施行的分时电价新政——彼时，该政策导致峰谷价差大幅收窄，在当地储能行业引发的震动似乎至今余波未平。此前，记者曾在《峰谷价差收窄，倒逼工商业储能改变盈利模式》一文中对此进行了报道，并预判浙江或将跟进相关政策。果不其然，2025年10月，浙江省发展改革委发布《关于优化分时电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》，明确了新版分时电价规则。政策调整后，浙江峰谷价差从0.8254元/千瓦时大幅收窄至0.5039元/千瓦时，直接带来的影响是：2小时锂电池储能项目的投资回收期从5.4年陡增至9.1年。 显而易见，分时电价政策的调整，对以峰谷套利为主要盈利模式的工商业储能项目影响重大。 “简单峰谷套利的投机者们要逐步离场了。”有业内人士直言。这句论断听来令人心惊，却一语道破当前我国工商业储能市场的现实变局。 分布式储能成为新能源就近消纳抓手 如此背景下，行业价值转型的步伐愈发迫切。自然资源保护协会能源转型项目高级主管黄辉指出，分布式储能正摆脱工商业峰谷套利的单一盈利路径，朝着两个方向转型：一是作为平抑出力波动、提升新能源自用率的分布式新能源消纳配套单元；二是作为助力配电网稳定运行、支撑电网调节的微单元。 作为分布式储能的主要组成部分，工商业储能的价值转型也是如此。所谓分布式储能，是指分散部署在用户侧（家庭、工厂、商场等场景）、配电网侧，或毗邻分布式新能源场站的小型储能系统。这类储能系统可就地存储富余电力、平抑出力波动，大幅提升本地新能源自用率与配网消纳能力。 在国内，分布式储能目前尚无统一的官方界定。对此，自然资源保护协会与中关村储能产业技术联盟近期联合发布《分布式储能发展商业模式研究》（以下简称“研究报告”），将其定义为接入电压等级35千伏以下、功率规模≤6兆瓦的储能系统。 从应用场景划分，分布式储能分为工商业储能、电网侧分布式储能、新能源配储等类别。 近年来，伴随新型储能建设运营成本下行、分布式能源大规模开发利用，叠加一系列利好政策持续推动，国内分布式储能的发展步伐显著加快。数据显示，2019年至2025年前三季度，国内分布式储能累计装机规模已从570兆瓦攀升至3638兆瓦。不过需要注意的是，相较于集中式储能，分布式储能存在单个项目体量小、开发难度高的特点，整体增速不及集中式储能。而随着国家对新能源就近消纳的要求不断提升，分布式储能成为就近消纳新能源的重要抓手。 分省份来看，截至2025年9月，江苏、广东、浙江等经济发达省份的分布式储能累计装机规模位居前列。这与这些省份通常为购电省份，分时电价价差较高，且大型工商业用户较多密切相关。 国内外分布式储能发展格局差异显著 在这份研究报告中，针对占比分布式储能68.70%的工商业储能，报告用大篇幅展开深入分析，主要围绕国内外工商业储能发展情况对比、我国工商业储能发展现状，以及行业当前面临的问题与挑战等展开。 记者注意到，国内外分布式储能的发展格局存在显著差异——国外以家庭户用储能为主，国内则以工商业储能为绝对主流。 国外户用储能市场份额的壮大，核心驱动力在于高昂的居民电价。“以德国为例，2024年居民电价达到0.4欧元/千瓦时，折合人民币约3.3元，一度电就要花费三块多，用电成本相当高昂。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬介绍道。国外户用储能通常与户用光伏系统搭配使用，白天光伏余电存入储能电池，供夜间或阴雨天使用，可将光伏自发自用率从30%—50%提升至80%—100%，大幅降低家庭用电成本。 除此之外，国外电力供应稳定性不及国内，居民需要储能设备作为备用电源，在停电等离网情况下进行供电，这也是户用储能普及的重要原因。 政策补贴进一步加速户用储能推广。德国对户用储能免除增值税，并给予光储充一体化项目专项补贴，可使投资成本降低超一半。一个配置10千瓦光伏与9.8千瓦时储能的德国家庭，投资回收期仅需4年左右。美国加州的政策力度同样强劲，《通胀削减法案》提供30%—70%的投资税收抵免，叠加自2023年起实施的自发电激励计划补贴，能将储能投资成本从1000美元/千瓦时降至550美元/千瓦时以下。 盈利模式优化也是加州户用储能发展的关键。当地将光伏余电上网的净计量模式调整为净计费模式。两种模式区别为：净计量模式下余电上网电价与零售电价一致，电费按“用电量-上网电量”乘以零售电价计算；净计费模式下光伏上网电价分峰谷时段，储能可实现峰谷套利。2024年，南加州爱迪生电力公司峰谷价差达0.24—0.4美元/千瓦时。在此条件下，光储一体化系统投资回收期可缩短至7—8年，优于单独光伏系统的8—9年。此外，加州的分布式储能可聚合接入虚拟电厂参与电力市场交易，进一步拓宽收益空间。 与之形成鲜明对比的是加州工商业储能。其政策支持力度较弱，仅能享受投资税收抵免，无法纳入自发电激励计划；收益来源也相对单一，主要依靠分时电价价差套利和备用电源服务，仅净计费模式对工商业光伏配储有一定推动作用。与此同时，加州工商业电价低于居民电价，2025年5月商业、工业平均电价分别为0.2291美元/千瓦时、0.2017美元/千瓦时，而居民电价达0.3503美元/千瓦时，工商业光储系统经济性偏低。以一个典型的工商业储能项目为例，项目投资为800美元/千瓦时，能够获得30%的投资税收抵免补贴，电价差为0.2美元/千瓦时，投资回收期需9.4年，长于户用储能。德国工商业储能的政策支持力度同样偏弱，与美国加州情况相仿。 由此可见，政策补贴与费用减免等利好措施，是推动储能产业规模化发展的重要助力。 近两年，我国分布式储能尤其是工商业储能的快速发展，主要得益于国家密集出台的多项扶持政策。尤其是，国家层面将储能列为新型经营主体，与虚拟电厂、负荷聚合商等并列纳入现货市场成员范畴。这一举措为储能明确了“市场身份”，对行业发展而言意义重大。“这为储能公平参与市场交易扫清了身份障碍。”新源智储能源发展（北京）有限公司市场总监高志远如此评价。 从盈利结构来看，当前工商业储能的收益来源主要涵盖峰谷价差套利、容量电费节省、需求响应补贴，以及聚合接入虚拟电厂参与电力市场交易等。不过就现阶段而言，峰谷价差套利仍是主要的收益渠道，其余收益仍相对有限。 事实上，我国工商业储能的规模化发展，与分时电价政策的落地实施密不可分。2021年7月，《国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知》印发，明确提出要合理拉大峰谷电价价差。此后，各省相继出台配套分时电价政策。其中，浙江、广东等沿海地区凭借较高的峰谷价差、可实现“两充两放”，加上聚集大量大工业用户，成为工商业储能的主要增长地区。 似乎有些许“成也萧何，败也萧何”的意味——分时电价政策的进一步调整，又给工商业储能带来了经济性大幅下滑的难题。这一变化以2025年江苏、浙江等省的政策调整为代表：江苏自2025年6月起，峰谷价差从0.85元/千瓦时降至0.65元/千瓦时；浙江则在2025年10月将价差由0.8254元/千瓦时收窄至0.5039元/千瓦时，价差收窄幅度十分显著。 不少储能从业者直言，政策调整后项目收益“近乎腰斩”，并建议相关部门在制定或修订分时电价政策时，设置合理的政策过渡期，例如细化峰谷时段划分、设立合理的浮动范围等。 针对这一诉求，业内相关专家给出了不同视角的解读：电价政策的调整蕴含深层考量。其核心目的是引导用户削峰填谷，有序用电，从而缓解电网尖峰负荷压力，保障电力系统的供需平衡与安全稳定运行。 深究政策调整的背后，实则是多重因素交织的综合结果，包括电力市场化改革的持续深化、新能源高比例渗透下电力供需结构的变化、工商业领域成本压力的传导等。 因此，峰谷价差收窄本质上是电价机制的“结构性优化”，而非“政策转向”。更重要的是，这一变化也体现了电力定价从行政主导向市场主导的转型与适配——行政主导的固定价差收窄，市场主导的实时价差更灵活，价格信号有效性就会提升。 尽管研究报告中建议合理拉大峰谷价差，但结合当前多重现实因素来看，这一建议短期内较难落地。在此背景下，“简单峰谷套利的投机者们要逐步离场了”的行业论断，也就不难理解了。 整体来看，国内分布式储能的商业模式仍处于探索阶段，行业发展仍面临政策持续性不足、收益来源单一、成本疏导机制缺失等多重挑战。 尽管前路挑战重重，但IEEE PES国际电气储能市场与规划分委会相关专家认为，分布式储能的未来发展方向将逐步聚焦于为属地化电网的安全稳定运行提供支撑，实现从过去单一套利模式向源荷互动模式的转型演进。 鉴于目前分布式储能多分布在用户内部，缺乏独立计量装置，无法直接参与电力市场，中国电力科学研究院用能研究所供需互动室副主任王舒杨表示，通过虚拟电厂等聚合的方式参与电力市场是必然选择。 各地陆续开展的一系列市场化示范实践，也证实了这一点。例如，广东聚合分布式储能的虚拟电厂，已正式参与广东电网的调频调峰辅助服务；浙江部分储能项目通过接入虚拟电厂参与市场化报价；山东则明确支持分布式储能参与容量补偿与电力交易。这些实践充分彰显了分布式储能的灵活调节能力与市场化参与潜力。随着市场化的推进，分布式储能的收益模式也从原先依赖单一电价差的模式，转变为市场交易+辅助服务+地方专项补贴的多元收益格局。 高志远认为，这些实践案例起到了很好的示范推广作用。但要让这些项目从示范变成普遍的市场行为，还需要政府和行业共同努力，充分利用好市场调节机制。

据Mining.com网站援引彭博通讯社报道，为延长燃煤发电年限，美国总统特朗普采取了多项措施，他下令五角大楼从煤电厂购买电力，并宣布拨款数百万美元用于升级现有设施。 特朗普指示国防部长皮特·赫格塞斯（Pete Hegseth）与燃煤电厂达成购买电力协议以保障军事行动。根据特朗普指示，五角大楼能源设施办公室将寻求签订长期协议，以满足需求增长和更稳定的运营环境。 “现在我们将通过军方来大量购买煤炭，这比我们多年来一直使用的煤炭更便宜，而且实际上也更有效”，特朗普周三在白宫举行的一次活动上表示，出席此次活动的有矿企、煤炭企业高管和能源行业领导人。 特朗普称赞煤炭是“最可靠和信赖”的能源，并表示政府的此项举措将有助于提高煤炭发电量，从而降低消费者的用电负担，并确保对国家安全至关重要行业获得稳定电力供应。 特朗普称，“在我执政的第一年，煤炭发电量增长了近15%，明年这个数字将达到25%-30%。煤炭发电量增加意味着用电成本下降，美国民众和政府可省下更多钱。这不错。” 这位总统还表扬了田纳西河谷管理局（Tennessee Valley Authority）继续运营两座原本计划关闭的燃煤电厂的计划，并宣布能源部将拨款支持燃煤电厂的升级改造。据白宫官员透露，这笔1.75亿美元的资金将用于肯塔基州、北卡罗莱纳州、俄亥俄州、弗吉尼亚州和西弗吉尼亚州六座燃煤电厂的升级改造。 美国煤炭生产商皮博迪能源公司（Peabody Energy Corp.）的股价盘中一度上涨9.6%。该公司首席执行官吉姆·格雷奇（Jim Grech）在活动中表示，该公司正在“与政府合作探讨新建燃煤电厂的可行性”。 这些措施是特朗普为提振煤炭开采和消费所做的最新努力。煤炭是一种化石燃料，由于天然气和可再生能源价格更低廉，以及人们对气候变化的担忧，煤炭在美国作为发电来源的使用量有所下降。但随着华盛顿政策的调整，以及公用事业公司为满足AI（一个能源消耗巨大的行业）带来的电力需求激增而寻求解决方案，这种局面已经发生了转变。 特朗普认为其所谓的“清洁、美丽的煤炭”发电对于解决他的两个政治要务非常关键，一是帮助美国赢得人工智能领域的全球竞争，二是在11月中期选举前为消费者降低公用事业费用。 在特朗普采取措施扶持煤炭行业的同时，美国联邦政府却终止了对一些风能和太阳能电网项目的资助。此外，政府还在放松此前鼓励摆脱化石燃料（导致气候变化的罪魁祸首）的监管规定。 环保者认为，这些举措代表联邦政府试图扶持一种污染严重的燃烧能源，而牺牲更清洁的替代能源——这与多年来华盛顿许多共和党人和民主党人所秉持的“能源兼顾”方针背道而驰。 “当美国民众要求清洁、价格合理的能源时，特朗普政府却用我们的税款来扶持美国最脏、效率最低的发电厂，”自然资源保护委员会（Natural Resources Defense Council）主席马尼什·巴普纳（Manish Bapna）说。

2月11日，国务院办公厅发布关于完善全国统一电力市场体系的实施意见。 文件明确，到2030年，基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，市场化交易电量占全社会用电量的70%左右。跨省跨区和省内实现联合交易，现货市场全面转入正式运行，市场基础规则和技术标准全面统一，市场化电价机制基本健全，公平统一的市场监管体系基本形成。到2035年，全面建成全国统一电力市场体系，市场功能进一步成熟完善，市场化交易电量占比稳中有升。跨省跨区和省内交易有机融合，电力资源的电能量、调节、环境、容量等多维价值全面由市场反映，电力资源全面实现全国范围内的优化配置和高效利用，以电力为主体、多种能源协同互济的全国统一能源市场体系初步形成。 优化全国统一电力市场体系实现路径。加强央地联动、政企协同，在统一电力市场框架下，统筹推动跨省跨区和省内交易衔接融合，进一步打破市场壁垒，促进省间电力互济互保。推动跨省跨区交易与省内交易在参与主体、空间范围、时段划分、组织时序、偏差处理等方面实现衔接，在主体注册、交易申报、交易出清、信息披露等方面有机融合，逐步从经营主体分别进行跨省跨区和省内交易，过渡到经营主体只需一次性提出量价需求、电力市场即可在全国范围内分解匹配供需的联合交易模式。研究探索相邻省份自愿联合或融合组织电力交易的可行方式。进一步推动电力交易平台互联互通、交易信息共享互认，电力市场经营主体“一地注册、全国共享”。条件成熟时，研究组建全国电力交易中心。 促进各类经营主体平等广泛参与电力市场。进一步推动发电侧经营主体参与电力市场。落实新能源可持续发展价格结算机制，鼓励新能源企业与用户开展多年期交易。推动“沙戈荒”新能源基地各类型电源整体参与电力市场，强化跨省跨区和省内消纳统筹。推动分布式电源公平承担系统调节成本，支持分布式新能源以聚合交易、直接交易等模式参与市场。进一步优化煤电机组运营模式，合理确定机组开机方式和调峰深度，上网电量全部参与电力市场，通过多种交易类型获得收益以覆盖建设运营成本。在保障能源安全的基础上，分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场。探索建立体现核电低碳价值的制度，鼓励煤电机组在重污染天气预警期间降低交易电量。 扩大用户侧经营主体参与电力市场范围。完善代理购电偏差结算和考核制度，逐步缩小电网代理购电规模，推动10千伏及以上用户直接参与电力市场。加大电力需求侧资源开发利用力度，鼓励和支持需求侧资源根据自身禀赋参与电力市场。 有序推动新型经营主体参与电力市场。在确保安全前提下，坚持包容审慎原则，推动虚拟电厂、智能微电网、可调节负荷等新型经营主体灵活参与电力市场，加快制修订新型经营主体运行监控、并网运行、双向计量、信息交互等标准。推动新型经营主体公平承担输配电费用、系统调节责任和社会责任，按规定缴纳政府性基金及附加等费用，引导新型经营主体理性投资、规范运营、健康发展。 健全电力市场治理体系。完善政府主管部门规划设计、电力监管机构独立监管、电力市场协调组织共商自律、电力市场运营机构服务监测的电力市场治理体系，全面提升治理水平。强化多部门协同全流程监管，促进市场监管、行业监管、国资监管有机衔接。整治地方不当干预电力市场交易行为，着力破除地方保护和市场分割。综合运用数字化等监管手段，纠治价格串通、滥用市场力等各类扰乱电力市场秩序行为。不得在市场准入负面清单以外违规设置电力市场准入条件。 完善电价形成机制。完善主要由供需关系决定的电价形成机制，推动市场价格体现电力资源多维价值。建立健全全国统一的电费结算政策和市场价格风险防控体系。进一步规范地方电力价格管理行为，各地不得违法违规出台优惠电价政策。强化自然垄断环节价格监管，完善区域电网和省级电网输配电价制度，规范跨省跨区专项工程输电价格，条件成熟时探索实行两部制电价或单一容量电价。

2月4日，有关埃隆·马斯克团队近期到访中国多家光伏企业的传闻，引发市场与投资者的高度关注。 消息传出后，中国光伏板块立即出现明显反应。多家A股与港股光伏相关企业股价短期内获得两位数涨幅，引发市场对潜在合作机会的猜测。 其中，晶科能源股价在消息传出的两个交易日内暴涨36%，2月5日回落6.07%；协鑫集成股价三个交易日累计上涨26%；TCL中环三个交易日累计上涨16%；晶盛机电在两个交易日内暴涨33%，2月5日回落9.85%。 据《证券时报》报道，2月4日，晶科能源、协鑫集成回应，确认接待了马斯克旗下公司的来访团队，但均未披露具体商业计划或合作协议。企业普遍强调，这些交流仍停留在技术与行业层面的初步沟通阶段，未与相关团队开展任何合作。 这一动作迅速引发市场热议。有分析人士指出，这不仅是一次普通的企业考察，更反映出全球科技巨头在新能源布局上的前瞻性战略。随着人工智能算力需求快速增长，对稳定、高效电力的需求也日益凸显，光伏产业因此成为资本市场和科技行业关注的焦点。 马斯克点燃市场情绪 一位投资经理表示，此轮股价上涨主要源于市场情绪与预期交易，而非企业基本面出现实质性变化。上涨的核心原因，主要源于投资者将马斯克对太阳能的兴趣，解读为科技巨头正在向能源上游延伸的信号。 在此前《马斯克的“太空光伏梦”，离不开中国供应链》的这篇解读中，我们详细阐述了马斯克如此看重中国光伏供应链的原因。 作为全球光伏制造的主导力量，中国企业正成为马斯克太空能源蓝图中，不可回避的供应链核心。光伏技术公司炎和科技创始人冯凡指出，目前中国企业从装备、材料到组件的产能与出货量占据了全球70%以上，构成了全球光伏产业真正的基础设施层。换句话说，如果马斯克要推动大规模、低成本的太空光伏路线，无论他是否在美国本地化部署，都会“不可避免地依赖中国”。 对于国内光伏概念股的火热表现，外媒也给出了相关分析：从长远角度看，多数机构依然看好中国光伏产业的发展前景。毕竟，中国供应商在制造成本控制、产业链完整性以及大规模工程化能力方面具有明显优势，这些优势在短期内很难被其他国家取代。 不过，也有多家机构提醒，类似的情绪性上涨往往来得快、退得也快。如果后续缺乏明确订单、合作协议或资本投入落地，股价可能面临回调压力。 与此同时，国内行业层面也开始密集释放“降温”信号。 2月4日晚，中国光伏行业协会执行秘书长刘译阳表示，太空光伏技术仍处于探索与验证的初期阶段，当前判断明确技术方向为时尚早。在2月5日“光伏行业2025年发展回顾与2026年形势展望研讨会”上，工业和信息化部电子信息司副司长王世江指出，光伏行业当前正处于新一轮深度调整期，行业深层次的供需错配尚未解决，企业的经营依然面临较大挑战，整治行业内卷将成为今年工作的重中之重。 马斯克重点关注的光伏赛道 根据相关披露，此次马斯克团队访问的企业覆盖光伏全产业链，包括设备、硅片、电池组件以及前沿技术方向，尤其对异质结（HJT）和钙钛矿等下一代高效率技术表现出更高关注度。这两条技术路线被认为在理论效率和长期成本下降空间上具备优势。 一位光伏技术从业者解释了这两个赛道的重要性： 从效率上看，相比传统PERC电池（一种主流的高效单晶硅太阳能电池），HJT具备更高的开路电压与温度系数优势，量产效率仍有提升空间。HJT在高温环境下发电损失更小、单位面积能发出的电更多，而且生产过程中用到的高温步骤更少、材料也更省，因此既有提升效率的空间，也具备持续降本的潜力。 而钙钛矿电池之所以备受瞩目，主要有两大优势：一是它在阴天、弱光等光照不足的情况下，依然能保持不错的发电效果，在真空和低温的太空环境中，理论效率还能进一步提高，非常适合用于太空发电。二是钙钛矿具备轻量化与柔性化潜力，甚至在发射时以卷曲形态收纳，到达轨道后再展开使用，大幅降低发射体积与载荷重量，这使其在太空光伏场景中具备独特优势。 对马斯克而言，无论是AI数据中心、超级计算集群，还是SpaceX 的地面设施与潜在太空能源构想，核心诉求都是在单位土地和单位资本投入下获取尽可能多、稳定的电力输出。HJT 和钙钛矿正对应“效率和成本优先”的技术逻辑。 不过，合作的现实路径仍需回到产业基本面。 一位光伏产业的研究人员指出，马斯克和国内的光伏公司存在接触或者潜在合作，未必是停留在简单的光伏组件采购，也可能会围绕特定应用场景展开定制化电池方案开发、极端环境下的长期稳定性验证。而这张入场券最终能否兑现，仍取决于一个最朴素的问题：这个技术能否真正被大规模、稳定而低成本地制造出来。 炒的是预期，基本面支撑不足 晨星（Morningstar）分析师王成指出，在本轮上涨之后，部分光伏企业的股价已经接近，甚至短暂超过其测算的合理估值区间。短期看，如果继续上行需要更明确的基本面催化，而非单一事件驱动。 多家机构的分析师普遍认为，即便未来中国光伏企业真的获得与SpaceX或其他马斯克系业务相关的订单，其对整体收入结构的提升幅度可能有限。太空光伏或极端应用场景在经济性上仍属边缘探索，更多意义在于技术验证和战略信号，而非立刻转化为大规模商业利润。 2月4日晚间，相关部分企业纷纷公告，否认与马斯克团队合作具体落地可执行项目的存在，并提示“太空光伏”产业化进程具有较大不确定性。 从商业逻辑看，太空光伏的经济性尚未得到验证。毕竟，面对高昂的发射成本、复杂的在轨部署与能量回传体系，以及长期运行可靠性等问题，仍使其更接近前沿技术探索。在缺乏明确降本路径之前，其商业价值更多体现在技术储备与战略卡位层面。 在业内看来，马斯克相关动向释放的更大意义，是对未来能源形态与产业方向的信号强化，在这次的光伏概念热背后，真正被点燃的不只是股价情绪，还有大众对全球“下一代能源底座”的无限想象。